Условия существования нефтей

Нефть и нефтяные остаточные фракции содержат в своем составе различные высокомолекулярные соединения, которые при определенных условиях склонны к взаимодействию с образованием комбинаций, очевидно, более крупного размера, чем единичная их составляющая. В этом случае нефтяные системы находятся в коллоидном состоянии, то есть представляют собой дисперсные системы, в которых отдельные частицы являются не молекулами, а комбинациями, состоящими из множества молекул. Состав этих комбинаций может быть либо постоянным во времени, либо непрерывно изменяться в зависимости от термобарических и других условий существования нефтяной системы. Такие системы сильно отличаются от истинных растворов. [c.50]

По мнению М.А. Бестужева, в нормальных условиях существования нефти вряд ли возможны коренные изменения в углеводородном составе. Он считает, что в достаточно широких масштабах в природе могут происходить деградация и конденсация (укрупнение и разукрупнение молекул), осернение, окисление. [c.145]

Перманентное изменение состава нефти происходит не только в условиях нефтяного залежа, но продолжается также в любых других условиях существования нефти в процессе ее добычи, транспортировки и хранения, вплоть до переработки, когда она перестает быть природным объектом и распадается на ряд техногенных продуктов. Такое изменение состава нефти, как правило, сопровождается появлением новых макрофаз в системе. Количество и состав новых фаз определяются составом самой нефти и зависят от физико-химических условий ее существования. [c.8]

Условия существования нефтей [c.40]

Химический состав и физико-химическая структура нефти предопределяют лишь потенциальную вероятность выделения из них новой твердой макрофазы. Фактическая реализация этой вероятности и формирование отложений будут определяться конкретными условиями существования нефти в реальных ситуациях, наблюдающихся при прохождении нефти от забоя скважины до ее переработки. Факторами, определяющими условия существования нефти и ее фазовую структуру как дисперсной системы и тем самым влияющими на формирование органических отложений как самостоятельной макрофазы, являются давление, температура, гидравлическая характеристика системы и качество поверхности стенки оборудования. [c.40]

На практике нефть в состоянии, близком к молекулярному раствору, находится в пласте, поэтому любые отклонения физико-химических условий существования нефти от пластовых в сторону снижения растворяющей способности нефти увеличивают вероятность образования отложений. Такие отклонения, в основном, сводятся к двум изменению состава нефти, в частности, из-за дегазации, и снижению температуры. Изменение давления при этом не носит самостоятельный характер, а сказывается на парафино-отложении через эти два параметра. Поскольку дегазация нефти из-за снижения давления уменьшает содержание легкокипящих компонентов в нефти и приводит к ее охлаждению, постольку стремление при добыче и сборе нефти сохранить пластовое давление можно рассматривать как метод снижения образования отложений /22/. Хотя объективности ради следует отметить, что снижение содержания легких компонентов, как бьшо показано ранее (рис. 2.4), не всегда приводит к снижению растворяющей способности нефти по отношению к парафинам и особенно асфальтенам. [c.135]

Уже сейчас многие, а в будущем, по-видимому, все особенности состава нефти найдут себе рациональное объяснение, по крайней мере с качественной стороны. Дальнейшая работа позволит расчетным путем находить количественные соотношения компонентов на основе термодинамического анализа внутренних факторов и внешних условий существования нефти. [c.136]

В бухарском ярусе залегают нефти, характеризующиеся еще более высокой плотностью (0,930—0,960) и большой сернистостью (от 2,7 до 6,0%). Разница между значениями 55 нефтей из различных ярусов составляет более 8°/ (табл. 1). Причины столь резкого различия значений 55 нефтей (и содержания в них серы) могут заключаться либо в условиях существования нефти в залежах, либо в условиях их образования. [c.361]

Вся совокупность фактов геологического порядка об условиях залегания нефти в земной коре (ее передвижения из мест первоначального образования и скопления в виде залежей в определенных структурных формах пластов, с чем мы подробно познакомились в предыдущих главах этой книги) не вяжется с представлением о существовании густой, однородной, смолоподобной массы, обладавшей большой вязкостью и большим удельным весом, скопившейся между осадочными породами, поднятой горообразующими процессами со дна бассейна и в таком виде остающейся неизменной до тех пор-, пока ее не оживила эманация газов, поднявшихся с глубин, согласно карбидной теории. [c.333]

В обычных условиях нефти представляют собой дисперсную систему /4/. Дисперсионной средой в нефти является смесь ее компонентов, образующих в данных физико-химических условиях истинные растворы. Часть полярных молекул в этой среде может находиться в виде ассоциатов из нескольких молекул, однако не образуя самостоятельной микрофазы. Состав дисперсионной среды для конкретной нефти меняется с изменением условий существования, прежде всего температуры, из-за массообмена с [c.19]

В различных условиях существования углеводородные системы, нефти, газовые конденсаты и продукты их переработки могут рассматриваться в виде многокомпонентных нефтяных дисперсных систем. Изменение термобарических условий приводит к превращениям инфраструктуры указанных систем, которые наиболее выражены в области фазовых переходов. При этом важнейшими параметрами, которые характеризуют систему на микроуровне, являются дисперсность, энергия межмолекулярных взаимодействий, размеры, конфигурация, поверхностная и объемная активность структурных образований, представляющих дисперсную фазу, степень их сольвати-рования компонентами дисперсионной среды. Изменение указанных параметров отражается на основных макрохарактеристиках системы, например плотности, вязкости, упругости пара, агрегативной и кинетической устойчивости. Причем, как правило, при отклике на внешние или внутренние возмущения на нефтяную дисперсную систему изменение этих характеристик сопровождается нелинейными и неаддитивными эффектами. Отклонения от аддитивности различных свойств нефтяных дисперсных систем в процессе их превращений характерны не только для смесей различных углеводородов, но могут проявляться даже в пределах одного гомологического ряда. [c.302]

Установлено, что нефти в природных условиях могут быть как не насыщены твердой фазой, так и насыщены ею. Есть основания полагать, что возможно существование нефтей совместно с выделившейся из них твердой фазой. [c.29]

Как было отмечено выше, одновременное существование всех трех характерных зон в пласте возможно только при соответствующих сочетаниях параметров или при очень малых расходах нефти. Поэтому, если потребуется фафик изменения дебита в широком интервале изменения депрессии на пласт, то одной формулы (36) недостаточно, а нужно иметь еще одну расчетную формулу, полученную из условия существования двух зон - первой и второй. [c.33]

А. Д. Архангельский также писал о том, что знание условий образования нефти позволяет искать эти условия в природе и подходить к открытию новых нефтеносных областей независимо от существования обычных видимых признаков нефтегазоносности. [c.16]

В начале существования нефтяной промышленности не было обращено должного вниманий ни на химический состав нефти ни на условия правильного применения различных фракций. [c.225]

А. Ф. Добрянский в своем Курсе технологии нефти упоминает о том, что в старой литературе имеются указания на примеси этилена и свободного водорода. Однако, по его словам, дальнейшими исследованиями этого не обнаружено, что позволило констатировать вполне насыщенный (предельные углеводороды) характер газовой смеси. Как А. Ф. Добрянский, так и С. С. Наметкин и В. Соколов сходятся на том, что наличие непредельных углеводородов и свободного водорода в условиях продолжительного существования в геологически длительные периоды времени просто трудно себе представить, так как и непредельные углеводороды и свободный водород давно вступили бы в реакцию, образуя предельные углеводороды. [c.37]

Гидравлическое состояние в системе коренным образом меняет закономерности формирования отложений. Однако сложность процессов, протекающих при образовании новой макрофазы, многофакторность этих процессов и особенно различное проявление вкладов этих факторов в конкретных условиях существования нефти делают достаточно трудным четкое выявление влияния гидравлической ситуации на эти процессы. Влияние этого фактора можно выяснить, если системно рассмотреть все случаи формирования твердых отложений. [c.53]

В общем случае формирование твердой макрофазы на той или иной поверхности происходит за счет микрочастиц дисперсной фазы, возникающих в объеме нефти и пришедкжх в соприкосновение с поверхностью отложения. Удержание таких частиц дисперсной фазы на поверхности отложения возможно лишь в том случае, если удерживающие на поверхности силы, действующие на частицу, будут превосходить инерционные силы, действующие на частицу. При конкретных физико-химических условиях существования нефти характер и баланс этих сил существенно зависят от гидравлического состояния системы, на которой происходит формирование твердой макрофазы. [c.54]

А.Н. Гусева и Е.В. Ск>болев разработали классификацию, основанную на представлениях о нефти как природном углеводородном растворе, в котором содержится наибольшее количество хемофоссилий (унаследованных структур) и меньше всего компонентов, изменяющихся под влиянием условий среды существования нефти в залежи, условий отбора пробы, транспортировки и хранения. Однако авторы почему-то назвали классификацию геохимической, хотя в основе ее лежат генетические признаки — хемофоссилии. В этой классификации нефти подразделялись по растворителю на классы — алкановый, циклано-алкановый, алкано-циклановый и циклановый, т. е. по химическому признаку, а классы — на "генетические" типы нефти, обогащенные парафином, затронутые вторичными процессами (осернение), обогащенные легкими фракциями. Однако это в большей мере признаки вторичных изменений нефтей, а не генетических различий. Кроме того, авторы классификации выделяли нефти разной степени катагенеза. Таким образом, А.Н. Гусева и Е.В. Соболев предложили много разных показателей, но их трудно использовать для четкой классификации нефтей. Они ценны главным образом для раскрытия механизма преобразования нефти при тех или иных процессах. Интересны предложенные этими авторами коэффициенты, отображающие соотношения содержания метановых УВ и твердых парафинов с долей углерода в ароматических структурах, которые увеличиваются с возрастанием степени катагенеза. [c.8]

Приведенные выше данные свидетельствуют о том, что современный облик нефти определяется влиянием многих факторов, контролируемых геологическими условиями на всех этапах возникновения, миграции, аккумуляции и существования нефти. На первых стадиях, когда закладываются основы генетического типа УВ, большее значение имеют фациально-климатические условия, на последующих — особенности тектонического развития региона. Однако следует отметить, что масштабы и особенности вторичных изменений нефтей, отраженные в основном в ее свойствах и компонентном составе, определяются ее генетическим типом. В одних и тех же условиях катагенеза или гипергенеза нефти разных генетических типов существенно отличаются друг от друга по индивидуальному составу, структуре УВ и изотопному составу серы и углерода. Генетические признаки нефтей ("генетический код") достаточно устойчивы и практически мало изменяются при вторичных изменениях нефтей. [c.148]

Основными факторами, определяющими стойкость нефтяных эмульсий, являются физико-химические свойства нефти, степень дисперсности (размер частиц), температура и время существования эмульсии. Чем выше плотность и вязкость нефти, тем устойчивее эмульсия. Степень дисперсности зависит от условий образования эмульсии и для системы вода в нефти колеблется в пределах 0,2— 1О0 мк. При размерах капель до 20 мк эмульсия считается мелкодисперсной, в пределах 20—50 мк — среднедисперсной и свыше 50 мк — грубодисперсной. Труднее поддаются разрушению мелкодисперсные эмульсии. Чем выше температура, тем менее устойчива нефтяная эмульсия. Эмульсии способны стареть , т. е. повышать свою устойчивость со временем. При этом поверхностные слои приобретают аномалию вязкости, возрастающую со временем в сотни [c.178]

В нефтях из молодых (кайнозойских) отложений снижение содержания азота становится ощутимым лишь на очень больших глубинах, а в залежах, погруженных менее чем на 5000 м, влияние глубинного фактора выражено слабо. Как показывает пример плиоценовых нефтей Южно-Каспийской впадины (табл. 4.2), средняя концентрация азота в наименее метаморфизованных углеводородных системах даже нарастает с глубиной. Очевидно, что на ранних этапах существования нефти в недрах процессы нефтеобразования и нефтенаконления играют большую роль в формировании ее состава, чем катагенетические деструктивные превращения. Таким образом, суммарное содержание азотистых соединений в нефтях тесно связано с условиями, в которых нефтяные комноненты образовались, аккумулировались и находились в течение всей истории существования залежи. [c.120]

Тенденция преобладания алкилпорфиринов над циклоалканопор-фириновыми структурами по мере погружения продуктивного горизонта и, следовательно, увеличения степени метаморфизма совпадает с известным эффектом метанизации углеводородов с увеличением глубины их залегания. Модельные эксперименты также подтвердили, что в процессе термического и термоокислительного воздействия на нефтяные порфирины относительная доля алкилпорфиринов в них возрастает. Кроме того, наблюдается сужение молекулярно-массового распределения за счет разрушения наиболее высокомолекулярной части [790]. Систематическое изучение порфиринов различных нефтей Сургутского нефтеносного района показало, что их состав и особенности молекулярно-массового распределения могут служить геохимическими критериями, отражающими условия образования и существования нефтей [791]. [c.158]

О чем свидетельствуют эти аномалии Прежде всего о том, что эти воды не характерны для поверхностных условий, потому, что их соленость намного выше и они более нагреты. Значит, они проникли сюда с глубины. Поскольку они насыщены органическими веществами, родственники нефти, то можно заключить, что в толщах пород, залегающих в недрах земли, существовали или существуют условия, благоприятные для образования нефти. Вот почему гидрогеологическая съемка помогает, во-первых, уточнить геологическое строение исследуемой территории, во-вторых, выяснить условия залегания поверхностных и подземных вод и, в-третьнх, судить об обстановке существования нефти в недрах. [c.46]

М. М. Кусаков и Л. И. Мекеницкая [84, 86] изучили условия -существования погребенной воды в виде смачивающих породу пленок (тонких слоев). Исследования были проведены для единичного капилляра в следующих системах воздух — водный раствор электролита — стекло (или кварц) воздух — пластовая вода — кварц нефть — пластовая вода — стекло (или кварц). [c.96]

Ф. X. Хатмулина [192], посвященными изучению условий существования погребенной воды в виде смачивающих породу пленок (тонких слоев) показано, что погребенная вода не может в виде сплошной пленки покрывать поверхность всех зерен, слагающих нефтяной коллектор, и что в определенных условиях нефти обладают способностью разрывать эти пленки. [c.179]

Несмотря на кажущиеся большие различия услов1<й существования нефти при добыче, транспортировке и хранении, образование новой мак рофазы в этих условиях имеет много общего и в общем виде такой процесс можно представить состоящим из следующих трех стадий [c.53]

Очевидно, в условиях существования нефтяных залежей эти изомеры в общем связаны между собой равновесными генетическими соотношениями. Этилбензол имеет свободную энергию при 300 С + 22,84 ккал1молъ, а метаксилол +20,80 ккал/молъ. Очевидно, что равновесие должно быть сдвинуто в сторону метаксилола. Если же в нефти преобладает этилбензол, то это значит, что количество этого изомера пополняется из какого-то источника и равновесие еще не установилось. Анализ геологических условий мог бы дать много интересного для изучения геохимической истории нефтей приведенных в табл. 41 местороиодений. [c.117]

В простейшем случае рассмотрим единичный фазовый переход из твердого в жидкое состояние в узком интервале температур. Следует отметить, что для нефтяной системы понятие твердого состояния является в некоторой степени условным, так как в области реальных пониженных температур существования нефтей они представляют вязко-текучие жидкости с относительно высокими значениями предельного напряжения сдвига. Во всяком случае в указанных условиях высокозастывающая нефть не приобретает упругие свойства или не отличается хрупкостью. Уже эти факты позволяют предположить наличие в структуре нефти при низких температурах отдельных локальных структурных образований, связанных некоторым нежестким образом, либо непосредственно либо через некоторые прослойки. [c.179]

В составе нефти в очень мальк количествах присутствуют и другие элементы, главным образом металлы алюминий, железо, кальций, магний, ванадий, никель, хром, кобальт, германий, титан, натрий, калий и др. Обнаружены также фосфор и кремний. Содержание этих "злементов не превышает нескольких долей процента, определяется геолог(гческими условиями залегания нефти. Так, основным элементами мезозойских и третичных нефтей является железо. В па-1еозойских нефтях Волго-Уральской области повышенное содержание ванадия и никеля. Считается, что часть микроэлементов находится в нефти с момента её образования в осадочных породах, а другая часть накашшвается в последующий период существования нефгей. [c.12]

Технология применения заключается в приготовлении азотно-фосфорной подкормки, рабочей суспензии и обработке ими нефтезагрязненных участков воды и почвы. Препарат способен очищать воду с загрязненностью до 25 г/л и почву с загрязненностью до 10 кг/м. С его помощью можно обезвреживать до 20 компонентов сырой нефти, включая асфальте-но-смолистые фракции. При этом снижается содержание бен-зопирена в остаточных продуктах распада нефти в 10 раз. Препарат жизнедеятелен при температурах окружающей среды от -Ь70 до -50 С, сохраняет окислительную активность в высушенном состоянии, устойчив к действию химических веществ, загрязняющих воды и почвы. Он активен только в кислородной среде и погибает в анаэробных условиях, что исключает заражение им земных недр. Его применение повышает выход биомассы в 4 раза по сравнению с естественными условиями существования среды до нефтяного загрязнения, способствуя удобрению почвы и повышению кормовых ресурсов для обитателей водоемов. [c.258]

Гипотеза, развиваемая Э.Б. Чекалюком, существенно отличается от представлений И.В. Гринберга. По Э.Б. Чекалюку, нефть образуется на глубинах около 150 км в пределах слоя (волновода) Гутенберга в верхней мантии, нри температуре выше 1200 °С. В этих условиях углеводородные соединения представляют термодинамически уравновешенные системы. Углеводороды образуются в результате восстановления воды и углекислоты в присутствии окислов железа. Количество воды в мантии оценивается в среднем в 180 кг/м , углекислоты - 15 кг/м массовая доля окислов железа в вулканических породах составляет 8—12 %, а для ультраосновных пород до 20 %. Это количество обеспечивает образование огромных масс УВ в слое Гутенберга. Поступление глубинной нефти в осадочную оболочку земной коры предполагается в виде скачкообразных интенсивных струйных пропусков, при этом пепредельпые УВ превращаются в предельные и цпкланы. Представления Э.Б. Чекалюка строились на расчетах термодинамических условий существования равновесного состава УВ в магме. Характерно, что взгляды Э.Б. Чекалюка на условия образования нефти диаметрально противоположны представлениям И.В. Гринберга, хотя оба стоят на позициях глубинного генезиса нефти. Если у Э.Б. Чекалюка образование нефти возможно в условиях очень высокого давления, то у И. В. Гринберга наоборот - в условиях глубокого вакуума (вакуумные ловушки). [c.34]

Литологические условия. Существование зависимости состава нефтей от состава вмещающих пород до сих пор не доказано, если не считать зависимости от состава органического вещества пород, а также от сульфатности пород, о чем будет сказано ниже. Если зависимость от минералогического состава глин и глинистых фракций песчано-алевритовых пород в будущем и будет прослежена, во всяком случае уже ясно, что она не может иметь существенного значения. [c.114]

Последнее может быть обусловлено, например, различными источниками генерации углеводородов или же, при одном источнике генерации, проявлением нескольких разновременных этапов (стадий) поступления флюидов в ловушки. На примере залежей пластов БС1 Усть-Балыкского, Быстрииского, Западно-Сургутского месторождений реальность, ис менее чем двух этапов формирования залежей, была показана ранее (Щепеткин, 1970). Следует отметить, что к выводу об определяющей роли тектонических процессов, способствующих проявлению этапности в первичной эмиграции углеводородов, и этапности в поступлении их к ловушкам приходят многие исследователи (Галимов, 1973 и др.) - Это важно, так как по существующим представлениям углеводородные скопления могут подвергаться воздействию термокаталитических процессов, окислению, осернению и т. д. Естественно при этом ожидать появление геохимических аномалий в облике нефтей. Однако в рассматриваемом случае геохимические условия существования залежей (температура, давление, литология продуктивных пород, глубины залегания, состав пластовых вод и др.) довольно близки, и следовательно, интенсивность процессов превращения нефтей примерно одинакова. В подобной ситуации заметно повлиять па характер флюидов они могут только при воздействии в течение разных отрезков геологического времени. [c.85]

Различное понимание структуры битумов, вероятно, связано с возможностью объяснения многих важных свойств битумов с позиций обеих теорий. Не исключено также, что столь сложная система, каковой являются остаточные фракции нефти, включает в себя элементы структуры как коллоида, так и раствора. Можно отметить, что известно существование обратимыХ-1иер модинамически равновесных систем, которые в одних. условиях [c.15]

Исследования показывают, что степень вымывания дезмульгатора сильно зависит от его природы, состава нефти, количества подаваемой воды и температуры обессоливания коэффициент же распределения деэмульгатора в системе нефть - вода при прочих равных условиях обессоливания не зависит от его концентрации [68]. Из этого следует, что при многоступенчатом обессоливанин нефти с одинаковьгал расходом воды в каждой ступени количество остающегося в нефти деэмульгатора после любой из них пропорционально его содержанию в нефти, поступающей на эту ступень. Существование такой зависимости дает возможность определить для каждой нефти с достаточной точностью оптимальный расход деэмульгатора при данном технологическом режиме обессоливания. Для этого необходимо провести многоступенчатое обессоливание нефти с одинаковым количеством воды во всех ступенях. [c.75]

Итак, в условиях трехфазной границы раздела возможности существования или разрыва граничного слоя, прилипания или отрыва капель нефти или воды на поверхности, а следовательно, кинетика процесса вытеснения этих жидкостей в пористой среде определяется молекулярной природой поверхности породы, слагающей продуктивные пласты, а также молекулярно-поверхностными и физико-химическими свойствами нефти и воды. В зависимости от свойств этих жидкостей и их состояния в пористой среде возникающие при совместном движении нефти и воды молекулярно-поверхностные явления, обусловленные влиянием граничных слоев, могут являться одной из серьезных причин, приводящих к значительному снижению коэффициента нефтеотдачи. [c.97]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология